Forholdet mellom lokale og sentrale forhandlinger

Pela Lei n. º 10.847/04 ficou autorizado à criação da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) com a finalidade de prestar serviços para estudos e planejamento do setor elétrico e das outras fontes de combustíveis, como carvão, gás, etc.

No art. 4, VII compete a EPE, “elaborar estudos necessários para o desenvolvimento dos planos de expansão da geração e transmissão de energia elétrica de curto, médio e longo prazo”.

O Decreto n. º 5.163/04 em seu art. 20, também incumbe a EPE do cálculo dos preços marginais de referências nos leilões de energia, para ser usado como parâmetro para o valor da energia comercializada nos leilões, na forma de contratos bilaterais, denominados Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEAR)

Para o planejamento da expansão da geração e transmissão a EPE utiliza os mesmos softwares que o ONS utiliza para a otimização do sistema e diminuição dos riscos hidrológicos e que o CCEE utiliza para produzir o PLD, com as devidas adaptações para resultarem num custo marginal que será utilizado de referência para a expansão da oferta de energia.

Para Silva (2001, p. 47), as etapas de um planejamento energético pela complexidade são dividas em problemas menores e depois coordenados entre si, sendo que os principais softwares utilizados são o Newave (longo prazo) e Decomp (médio prazo), tanto para o ONS, como para a CCEE e para a EPE.

Os estudos de longo prazo são de um horizonte de cinco anos com base mensal, aonde se determinam os totais de geração térmica e hidráulica, os custos marginais de operação e custo marginal esperado num horizonte qualquer (SILVA, p. 48).

Com o Plano de Expansão Decenal, a encargo da EPE, é possível conhecer as projeções de demanda e configuração do sistema, que utilizados como dados de entrada no Newave, através de um processo de otimização irá calcular as funções de custos futuros (FCF).

Essas funções de custos futuros geradas pelo Newave juntamente com os dados dos geradores e consumidores propicia ao ONS a otimização do despacho e controle do sistema no curto prazo, faz isso comparando o beneficio do uso imediato da água ou beneficio futuro de seu armazenamento (SILVA, 2001, p. 38).

Para o planejamento e operação no médio prazo são utilizados os mesmos métodos anteriores, mas os resultados são em bases semanais e diferenciados para cada submercado, que através da função FCF, define o despacho ótimo e as alocações de energia elétrica e hidráulica.

Para estes cálculos é utilizado o software Decomp, que precisa das FCF geradas pelo Newave e das informações disponibilizadas pelo ONS, como projeções semanais de afluências e demanda e os preços de produção das termoelétricas para obter seus resultados.

De acordo com a CCEE os “principais resultados desse modelo são os despachos de geração por usina hidráulica e térmica de cada submercado, e os custos marginais de operação para cada estágio e patamar de carga”, que atualmente são divididos em Pesada, Média e Leve conforme tabela 01, item 4.3.1.

Um modelo simples de como se relacionam estes softwares pode ser visualizado pela figura 22.

Figura 22 – Relação das informações do Newave com o Decomp

Fonte: CCEE.

Um modelo completo de como o sistema elétrico é planejado foi detalhado por Silva (2001, p. 49), que vai desde a elaboração do Plano de Expansão Decenal até a coordenação dos despachos por região.

Figura 23 – Etapas do planejamento e operação energética e despacho do sistema

Fonte: Silva (2001, p. 50)

O planejamento do setor elétrico brasileiro inicia-se com as projeções de dados através do Plano de Expansão Decenal a encargo da EPE, subordinando-se as homologações do Ministério de Minas e Energia.

Através dos dados do plano decenal são feitas as projeções de longo prazo que contempla um horizonte de 5 anos, com as projeções de demanda e configurações do sistema serão produzidos os dados necessários ao software Newave, que vai gerar os valores mensais da água.

Esses valores mensais da água serão utilizados num horizonte de médio prazo (12 meses) conjuntamente com as projeções das afluências semanais e mensais, com as projeções de demanda semanais e mensais e finalmente com as disponibilidades térmicas e custos operacionais para servirem de dados de entrada no software Decomp.

O Decomp por sua vez vai gerar os níveis do sistema e valores de água por reservatório propiciando o despacho ótimo através da melhor alocação das unidades produtivas no curto prazo.

Na configuração atual do setor elétrico, a EPE tem um papel de suma importância, pois através de seus dados serão projetados todos os resultados do sistema, neste sentido uma correta especificação de demanda e custos se fazem necessárias para que o sistema possa operar de uma forma ótima.

Modelos computadorizados podem expressar os cálculos matemáticos mais eficazes possíveis, mas seus resultados somente serão confiáveis a partir do momento em que as variáveis sejam corretamente especificadas.

O custo marginal utilizado na expansão do setor elétrico é calculo por funções de custos futuros, que servirão de parâmetro para a comparação dos custos marginais obtidos com funções de custo imediato, que como visto no capítulo 3, item 3.3, serão utilizados para equilibrar a oferta às necessidades da demanda, tendo em vista a minimização de custos dentro dos limites de risco operativo.

Na maioria dos países o preço no mercado spot para compra e venda de energia é definido pelo custo marginal de curto prazo (CMO). Para os sistemas predominantemente hidráulicos como o caso brasileiro ele apresenta algumas dificuldades, uma vez que os sistemas hidrelétricos são projetados para atender o crescimento de mercado sob condições hidrológicas desfavoráveis. Contudo, na maior parte do tempo, há vertimento de água ou sobra de energia, o que implica em custos marginais muito baixos, inibindo os investidores.

Por outro lado, quando ocorre um regime hidrológico desfavorável com forte deplecionamento dos reservatórios, os custos marginais saltam de patamares próximos a zero para valores elevados e se aproximando do custo de déficit do sistema.

Assim, ao utilizar o custo marginal como uma referência para as decisões de expansão da rede elétrica, é possível admitir uma certa capacidade de armazenamento dos reservatórios dentro de padrões de regulação plurianual das bacias onde existe grande sazonalidade das afluências dos rios. As características de períodos de seca de muita chuva podem durar vários anos ou podem ocorre em períodos intercalados, afetando o custo marginal.

No caso brasileiro, a adoção deste padrão pode ser visto no Figura 24 a seguir, que mostra o custo marginal de curto prazo registrado no subsistema Sudeste de janeiro de 1989 até setembro de 2000:

Figura 24 – Histórico do custo marginal de curto prazo

Fonte: Plano de Expansão Decenal 2001-2009

Pela figura 24 acima se percebe que o CMO está próximo de zero em 65 dos 139 meses. Desde maio de 1996 tem atingido valores elevados, resultado de uma combinação de regime de afluências desfavorável, com escassez de investimentos na geração, o que torna a evolução de preços em uma distribuição de preços muito dispersa.

Com base nesse histórico e nas projeções que sustentam a projeção do Programa de Expansão de Energia Elétrica para o período 2001-2009, a distribuição de freqüência relativa do CMOs prevista para o subsistema Sudeste brasileiro para o período janeiro 2000 a dezembro 2009 apresenta alguns elementos diferentes.

Dos 2000 cenários hidrológicos simulados para cada ano do período, 73% apresentam custos marginais menores que R$ 30,00/MWh, 11% com custos que variam entre R$ 30,00/MWh e R$ 50,00/MWh. Em apenas 5% dos cenários o CMO excedeu a R$ 300,00/MWh.

Observando a distribuição de CMOs no Figura 25 mostrada a seguir, pode-se constatar que as usinas térmicas apresentariam fortes prejuízos nos cenários de baixo custo marginal, que são os mais prováveis. Nos cenários de custo elevado, as térmicas apresentam uma alta embora pouco freqüente. No que diz as usinas hidráulicas elas apresentam receita assegurada nos períodos de baixo custo marginal e têm grande interesse em evitar a exposição aos períodos de custo elevado onde não conseguiriam cumprir plenamente seus contratos, que são baseados na energia assegurada (PINHEL, 2000).

Figura 25 – Histograma do CMO da região sudeste, 2000-2005

Fonte:Pinhel, 2000

Um outro campo de aplicação do custo marginal para avaliação e expansão da rede elétrica, refere-se a complementação de uma usina térmica em relação a uma usina hidrelétrica, tanto no que diz respeito ao custo de construção quanto o custo de operação. As usinas térmicas são utilizadas para os períodos de escassez relativa de energia, permitindo dimensionar os sistemas elétricos com menor custo de geração e com a mesma confiabilidade de operação.

Segundo Kuwabara (2002) o custo de expansão do parque gerador tende a seguir a tendência mostrada pela Figura 26 abaixo:

Figura 26 – Comportamento dos custos marginais no equilíbrio oferta demanda

Fonte: Kuwabara, 2002

No início a demanda é atendida pelos empreendimentos mais baratos e à medida que a demanda cresce, os custos operacionais aumentam, oportunidade em que o valor esperado do custo de operação atinge um valor que compense a implantação de uma geração mais cara, ocorrendo a expansão.

Ainda para o autor:

Porém o valor a que se dispõe colocar uma nova unidade geradora é incerto, neste caso, optou-se pela análise de sensibilidade de três casos de equilíbrio oferta-demanda. Os cenários consideram três patamares de convergência do custo marginal de expansão, correspondentes a 25 US$/MWh, 35 US$/MWh e 45 US$/MWh, que representam três hipóteses de equilíbrio de oferta e demanda do mercado de energia elétrica, ou seja, estes seriam os possíveis valores de implantação de novas unidades geradoras.

Pode-se concluir, portanto, que o formato da distribuição do custo marginal de operação é peculiar. A Figura 27 a seguir, permite também visualizar o histograma de alguns cenários utilizados nos mais diversos estudos de análise e expansão da rede elétrica. Observa-se que cada grupo de barras corresponde a probabilidade de ocorrência ao longo do horizonte de análise, onde o primeiro grupo corresponde a probabilidade do custo marginal de operação estar compreendido entre 0 e 5 US$/MWh, o segundo grupo entre 5 US$/MWh e 10 US$/MWh, assim por diante (KUWABARA (2002);

Figura 27 – Histograma do CMO – Submercado sudeste

Fonte: Kuwabara, 2002.

Na elaboração do Plano de Expansão da Oferta para o período 2003-2012, uma série de premissas foram adotadas, permitindo apresentar de forma indicativa um elenco de empreendimentos que darão bases para sustentar a oferta de energia elétrica. Utilizando dados históricos, diretrizes governamentais, ações previstas pelos agentes privados, custos marginais de expansão e operação da rede elétrica, diversos cenários de mercado de energia elétrica foram desenvolvidos.

Para o período 2003-2012 foram utilizados os cenários de evolução do Mercado e da Carga Própria de Energia Elétrica aprovados pelo Comitê Técnico para Estudos de Mercado – CTEM/CCPE, que consideram três situações: a) cenário de crescimento baixo; b) cenário de crescimento médio (Cenário de Referência); e c) cenário de crescimento alto.

Em cada um dos cenários de mercado elaborados foram analisadas as condições de atendimento do Sistema com base nos empreendimentos em operação, construção e motorização. Posteriormente, para cada um desses mercados foram formulados dois cenários de expansão da oferta, denominados Cenários A e B, os quais deram base ao seguinte quadro de oferta de energia elétrica para atendimento da geração:

Quadro 01 – Oferta de geração disponível 2003-2012

Fonte: MME (2002)

Para o MME/CTEM (2002):

O critério fundamental para atendimento aos requisitos de energia do mercado baseou-se no equilíbrio entre os custos marginais de operação e de expansão. Assim, para cada um dos cenários de oferta considerados, procurou-se encontrar o plano de obras que, ao longo do período analisado, acarretasse custos marginais de operação o mais próximo possível do custo marginal de expansão, numa condição que caracteriza o plano de mínimo custo.

As expansões na rede elétrica são efetuadas sempre que o custo marginal de operação mostrar-se superior ao de expansão. Logo, os empreendimentos foram alocados

na ordem inversa de seus respectivos custos de geração, exceto aqueles cujas datas de implantação já se encontram definidas. Ainda segundo o MME/CTEM:

As simulações foram realizadas com o modelo Newave, desenvolvido pelo CEPEL, com base em 2000 séries sintéticas de energia e 4 patamares para a função custo do déficit de energia. Em virtude dos objetivos do estudo em questão, não se adotaram formas de operação conjunturais e relativas a horizontes de curto prazo, tais como curvas de aversão ao risco.